Ngày 25/6/2022, tại Phủ Chủ tịch, Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc đã gặp mặt đoàn đại biểu cán bộ, người lao động ngành Dầu khí tiêu biểu trong phong trào thi đua “Lao động giỏi, lao động sáng tạo” ngành Dầu khí giai đoạn 2017-2022.

Tham dự buổi gặp mặt có đồng chí Lê Khánh Hải – Ủy viên Trung ương Đảng, Chủ nhiệm Văn phòng Chủ tịch nước; đồng chí Nguyễn Hồng Diên – Ủy viên Trung ương Đảng, Bộ trưởng Bộ Công Thương; đồng chí Nguyễn Đình Khang – Ủy viên Trung ương Đảng, Chủ tịch Tổng Liên đoàn Lao động Việt Nam; cùng các đồng chí lãnh đạo Đảng ủy Khối Doanh nghiệp Trung ương, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp.

Về phía Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) có đồng chí Hoàng Quốc Vượng – Bí thư Đảng ủy, Chủ tịch HĐTV Tập đoàn; đồng chí Lê Mạnh Hùng – Tổng Giám đốc Tập đoàn; đồng chí Nghiêm Thùy Lan – Chủ tịch Công đoàn Dầu khí Việt Nam (CĐ DKVN); cùng đại diện lãnh đạo, cán bộ các công đoàn trực thuộc CĐ DKVN, người lao động Dầu khí có thành tích trong phong trào thi đua Lao động sáng tạo ngành Dầu khí, có nhiều sáng kiến, sáng chế, đề tài khoa học.

Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc với các đại biểu lãnh đạo, cán bộ, người lao động tiêu biểu ngành Dầu khí

Tại buổi gặp mặt, Chủ tịch HĐTV Petrovietnam Hoàng Quốc Vượng đã báo cáo với Chủ tịch nước về phong trào thi đua “Lao động giỏi, lao động sáng tạo” trong toàn ngành Dầu khí giai đoạn 2017 – 2022.

2017 – 2022 là giai đoạn Petrovietnam phải đối mặt và vượt qua rất nhiều khó khăn thách thức do tác động của cuộc khủng hoảng tài chính và suy thoái kinh tế toàn cầu, giá dầu liên tục biến động cùng những diễn biến phức tạp dịch bệnh Covid 19 đã ảnh hưởng lớn tới mọi hoạt động SXKD của Tập đoàn, ảnh hưởng trực tiếp đến đời sống, việc làm, tâm tư của người lao động Dầu khí.

Chủ tịch HĐTV Petrovietnam Hoàng Quốc Vượng báo cáo tại buổi gặp mặt

Được sự quan tâm của lãnh đạo Đảng, Nhà nước, các Bộ/Ban/Ngành Trung ương, địa phương, cùng với sự nỗ lực quyết tâm cao của các cấp lãnh đạo, tổ chức Công đoàn, người lao động, Petrovietnam đã vượt qua mọi khó khăn để luôn hoàn thành xuất sắc các chỉ tiêu nhiệm vụ hàng năm, đóng góp quan trọng vào nguồn thu ngân sách Nhà nước, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, góp phần quan trọng bảo vệ chủ quyền trên biển, đóng góp thực hiện tốt công tác an sinh xã hội.

Để có được những kết quả thành tựu đó, mỗi cán bộ, công nhân viên, người lao động trong Tập đoàn trong nhiều năm qua đã nỗ lực không ngừng nghỉ, không những luôn phấn đấu để hoàn thành tốt nhiệm vụ của mình, luôn tìm tòi sáng tạo, vượt khó, làm sao để đạt được hiệu quả cao nhất trong công việc, trong từng lĩnh vực hoạt động, nhất là trong lĩnh vực hoạt động đặc thù Dầu khí.

Trong nhiều năm qua, phong trào thi đua Lao động sáng tạo trong Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã được lãnh đạo Tập đoàn, tổ chức Công đoàn cùng người lao động Dầu khí quan tâm, tổ chức hiệu quả, đã trở thành truyền thống sáng tạo và đặc trưng của hoạt động Dầu khí. Sáng tạo là động lực để mỗi người lao động Dầu khí luôn biết vượt qua khó khăn thử thách, phấn đấu hoàn thành tốt nhiệm vụ, thực hiện thắng lợi các chỉ tiêu kế hoạch SXKD hàng năm của Tập đoàn

Trong 5 năm qua, toàn Tập đoàn có gần 2.805 đề tài, sáng kiến/giải pháp được công nhận áp dụng vào thực tiễn trong các lĩnh vực như khoan, thăm dò khai thác dầu khí; chế biến dầu khí; nhiệt điện và cơ khí chế tạo; công nghệ thông tin – tự động hóa – điện tử, sản xuất phân đạm, dịch vụ dầu khí,… với tổng giá trị làm lợi ước tính hàng chục nghìn tỷ đồng. Có 108 đề tài, sáng kiến/giải pháp được quyết định công nhận cấp Tập đoàn; 12 công trình đạt giải thưởng KHCN Dầu khí, Giải thưởng Sáng tạo Khoa học công nghệ Việt Nam (VIFOTEC); Giải thưởng WIPO với 10 giải thưởng/năm; 4 sản phẩm được vinh danh “Tự hào Trí tuệ Lao động Việt Nam” để tôn vinh cũng như quảng bá thế mạnh của ngành Dầu khí, các công trình này đã mang lại hiệu quả hàng trăm triệu USD và tạo ra được các công trình khoa học công nghệ, sản phẩm có thế mạnh cạnh tranh được với các nước bạn bè trên thế giới. Năm 2021, Tập đoàn đã được Bộ KHCN trình đề nghị Thủ tướng tặng thưởng 06 công trình đạt Giải thưởng Nhà nước/Giải thưởng Hồ Chí Minh về KHCN.

Kỹ sư Nguyễn Xuân Quang – Xí nghiệp Địa vật lý giếng khoan, Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro báo cáo tại buổi gặp mặt

Bên cạnh đó, giai đoạn 2017 -2022 vừa qua, Tổng LĐLĐVN đã tặng Bằng Lao động sáng tạo cho hơn 200 cá nhân trong phong trào thi đua Lao động sáng tạo tại các đơn vị trong Tập đoàn, Tổng LĐLĐVN và CĐ DKVN khen thưởng gần 30 tập thể và 200 cá nhân trong phong trào sáng tạo Dầu khí và Chương trình 1 triệu sáng kiến. Trong năm 2021 và 2022, có gần 2.000 sáng kiến, sáng chế trong phong trào thi đua thực hiện Chương trình “75 ngàn sáng kiến, vượt khó, phát triển” và trên 1.480 sáng kiến, sáng chế trong phong trào thi đua thực hiện Chương trình “01 triệu sáng kiến – nỗ lực vượt khó, sáng tạo, quyết tâm chiến thắng đại dịch Covid 19”.

Những đại biểu có mặt tại buổi gặp mặt ngày hôm nay là những cán bộ, người lao động, là những tấm gương tiêu biểu trong lao động sản xuất, trong phong trào lao động sáng tạo ngành Dầu khí trong 5 năm qua, có nhiều sáng kiến, giải pháp tiêu biểu xuất sắc, có giá trị làm lợi lớn, đã và đang có nhiều thành tích đóng góp trong sản xuất kinh doanh, góp phần xây dựng doanh nghiệp, Tập đoàn phát triển ổn định và tổ chức Công đoàn vững mạnh.

Đồng chí Nguyễn Thị Xuân Hồng – Chủ tịch Công đoàn Ban QLDA ĐLDK Sông Hậu 1 báo cáo tại buổi gặp mặt

Cũng tại buổi gặp mặt, đại diện các cán bộ công đoàn, người lao động Dầu khí tiêu biểu đã báo cáo với Chủ tịch nước về tình hình hoạt động tại đơn vị, đồng thời đề xuất, kiến nghị với các cấp lãnh đạo Đảng, Nhà nước, Tổng LĐLĐVN về các vấn đề cần tháo gỡ, tạo điều kiện tốt hơn cho người lao động được thỏa sức sáng tạo, đồng thời lan tỏa tinh thần hăng say lao động trong toàn ngành Dầu khí.

Phát biểu tại buổi gặp mặt, Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc chúc mừng và đánh giá cao những thành tích, nỗ lực mà Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã đạt được thời gian qua, đóng góp quan trọng cho nền kinh tế đất nước, đồng thời khẳng định vai trò, vị trí của ngành Dầu khí càng trở nên quan trọng trong bối cảnh nước ta đẩy mạnh sự nghiệp công nghiệp hóa – hiện đại hóa.

Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc phát biểu tại buổi gặp mặt

Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc nhấn mạnh để đạt được những thành công đó phải kể đến những người lao động Dầu khí không ngừng hăng say lao động, không ngừng đổi mới sáng tạo trong mọi hoàn cảnh dù khó khăn, vất vả, những tấm gương sáng, tiêu biểu đó là “Những bông hoa đẹp của ngành Dầu khí Việt Nam”.

Trong thời gian tới, để nhân rộng “Những bông hoa đẹp của ngành Dầu khí”, Chủ tịch nước đề nghị lãnh đạo Tập đoàn, các cấp CĐ DKVN cần tiếp tục phát động các phong trào thi đua lao động sáng tạo một cách thực chất và hiệu quả, có những hình thức đổi mới trong lao động sản xuất và cải tiến kỹ thuật, kiến tạo môi trường thuận lợi để nuôi dưỡng, phát triển các tài năng của ngành Dầu khí. Bên cạnh đó, cần phát huy tinh thần nhiệt huyết, sáng tạo, cống hiến, tận tâm vì người lao động của các tổ chức công đoàn, làm sao để Công đoàn Dầu khí Việt Nam là chỗ dựa tịn cậy vững chắc của hơn 60 nghìn người lao động.

Lãnh đạo Tập đoàn, Công đoàn Dầu khí Việt Nam đón nhận quà tặng của Chủ tịch nước

Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc tin tưởng tập thể lãnh đạo, cán bộ, người lao động Petrovietnam sẽ tiếp tục giữ vững bản lĩnh, tinh thần của “Những người đi tìm lửa” để thi đua, lao động, sản xuất sáng tạo, không ngừng học tập, tiếp tục đổi mới trong mọi hoạt động, hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ được Đảng, Nhà nước, Nhân dân tin tưởng giao phó, xây dựng và phát triển Tập đoàn bền vững, tiếp tục đi đầu trong các phong trào thi đua lao động sáng tạo.

Lãnh đạo Tập đoàn, Công đoàn Dầu khí Việt Nam tặng quà lưu niệm Chủ tịch nước

Thay mặt tập thể lãnh đạo, cán bộ, người lao động Tập đoàn, Chủ tịch HĐTV Petrovietnam Hoàng Quốc Vượng xin hứa với Chủ tịch nước với niềm tin và lòng tự hào, tập thể lãnh đạo Tập đoàn và toàn thể cán bộ công nhân viên người lao động Dầu khí sẽ tiếp tục đồng tâm, đồng lòng, với ý chí và tinh thần sáng tạo của người lao động Dầu khí, quyết tâm thực hiện thắng lợi mọi nhiệm vụ được giao, tiếp tục đóng góp quan trọng vào quá trình xây dựng và phát triển đất nước.

Chủ tịch nước Nguyễn Xuân Phúc tặng quà các lãnh đạo, cán bộ công đoàn tiêu biểu

Ngày 3/5/2022, Cơ quan Sáng chế và Nhãn hiệu Hoa Kỳ (USPTO) đã cấp Bằng sáng chế số 011318454B1 cho sáng chế “Method and system for renewing spent fluid catalytic cracking (SFCC) catalysts using acid leaching and acid reflux activities” (Phương pháp và hệ thống làm mới xúc tác FCC thải sử dụng quá trình ngâm chiết acid kết hợp đun hồi lưu) của nhóm tác giả Ngô Thúy Phượng, Lê Phúc Nguyên, Trần Văn Trí, Trần Hữu Thịnh, Lương Ngọc Thủy (Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam – VPI).

Bằng sáng chế do USPTO (Mỹ) cấp cho sáng chế “Method and system for renewing spent fluid catalytic cracking (SFCC) catalysts using acid leaching and acid reflux activities”

Trong công nghiệp lọc hóa dầu, xúc tác đóng vai trò quan trọng, đặc biệt là xúc tác FCC (Fluid Catalytic Cracking). Xúc tác FCC với thành phần chính gồm: SiO2, Al2O3, La2O3, TiO2, CaO, … được sử dụng từ đầu thập kỷ 1960, giúp cracking các phân đoạn dầu thô thành các sản phẩm có lợi hơn (như LPG, xăng, diesel).
Do đặc thù chế độ vận hành của phân xưởng cracking xúc tác tầng sôi (RFCC), xúc tác liên tục được tái sinh và bổ sung xúc tác mới để duy trì độ chuyển hóa, bù đắp lượng xúc tác mất mát cũng như giảm hàm lượng các kim loại nhiễm độc như V (Vanadi), Ni (Niken), Fe (sắt) trên xúc tác. Lượng xúc tác FCC sử dụng trên toàn thế giới ước tính khoảng 840.000 tấn/năm(*) và lượng xúc tác thải tương đương sẽ phải thải ra để duy trì quá trình này.
Xúc tác FCC thải chủ yếu được nghiên cứu sử dụng làm nguyên liệu thô cho sản xuất gạch không nung, bê tông, vữa (thay thế cát, xi măng); thu hồi kim loại (đặc biệt là đất hiếm); sử dụng làm chất xúc tác cho quá trình khác (như nhiệt phân và khí hóa nhựa và sinh khối hoặc để sản xuất nhiên liệu tổng hợp) song chưa được phát triển rộng rãi ở quy mô công nghiệp.
Lượng lớn xúc tác FCC thải còn lại trên thế giới chủ yếu vẫn được xử lý bằng phương pháp chôn lấp, việc này không chỉ ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế (chi phí xử lý chất thải cao, lãng phí các nguyên tố đất hiếm và kim loại có giá trị) mà còn tiềm ẩn nguy cơ ảnh hưởng đến môi trường.

Xúc tác FCC thải trước và sau khi xử lý ở một số điều kiện khác nhau

ThS. Ngô Thúy Phượng và các cộng sự tại Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) được cấp Bằng sáng chế

Để giải quyết các vấn đề trên, VPI đã tiếp cận hướng nghiên cứu làm mới xúc tác FCC thải bằng ngâm chiết axit hữu cơ kết hợp đun hồi lưu. Nhóm nghiên cứu của ThS. Ngô Thúy Phượng đã tập trung vào việc loại bỏ một phần các kim loại nhiễm tạp trong xúc tác thải, phát triển mở rộng thêm các kênh xốp nhằm duy trì các tính chất hóa lý, cơ lý của xúc tác đồng thời tăng hoạt tính của xúc tác FCC để có thể tái sử dụng lượng xúc tác thải này hiệu quả nhất.
Phương pháp chính được nhóm nghiên cứu VPI sử dụng là ngâm chiết xúc tác FCC thải trong môi trường axit hữu cơ, oxalic acid, kết hợp với quá trình đun hồi lưu, sau đó xúc tác sẽ được lọc rửa, xử lý nhiệt. Kết quả thực nghiệm cho thấy xúc tác FCC thải sau khi xử lý đã loại bỏ được cốc bám bề mặt và một phần kim loại nhiễm tạp (Ni, V, Fe …) đồng thời mở rộng các kênh mao quản (tăng diện tích bề mặt lên gấp đôi) trong khi đó các thành phần nguyên tố chính (Al2O3, SiO2, đất hiếm), độ bền cơ lý và kích thước hạt xúc tác FCC vẫn được bảo toàn. Từ đó, hoạt tính cracking xúc tác trên các phân đoạn dầu thô tăng mạnh, độ chọn lọc các sản phẩm có lợi như LPG, xăng, diesel cũng cải thiện đáng kể. Quá trình xử lý xúc tác thải FCC này mang lại hy vọng cho việc tái sử dụng lượng lớn chất thải rắn của nhà máy lọc dầu một hiệu quả nhất.
ThS. Ngô Thúy Phượng cho biết, sáng chế đã được Tổ chức Sở hữu Trí tuệ Thế giới (World Intellectual Property Organization – WIPO) lựa chọn để hỗ trợ thương mại hóa theo Chương trình “Enabling Innovation Environment (EIE)” dành cho chính phủ Việt Nam. Đây là dự án kéo dài nhiều năm tập trung vào quản lý sở hữu trí tuệ và thương mại hóa công nghệ cho Việt Nam.

Ghi chú: (*) Francesco Ferella, Valentina Innocenzi, and Fabio Maggiore, “Oil refining spent catalysts: A review of possible recycling technologies”, Resources, Conservation and Recycling, Volume 108, Pages 10 – 20, 2016. DOI:10.1016/j.resconrec.2016.01.010.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0921344916300106?via%3Dihub

Hôm nay, 11/3, Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành đã có buổi làm việc với Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) để nghe báo cáo về tình hình sản xuất kinh doanh, tháo gỡ những khó khăn, vướng mắc cũng như giải quyết đề xuất, kiến nghị của Petrovietnam.

Tham dự buổi làm việc có Bộ trưởng Bộ Công Thương Nguyễn Hồng Diên, lãnh đạo một số bộ, ngành.

Lợi nhuận tăng 2,3 lần

Theo báo cáo của Tập đoàn do Tổng Giám đốc Lê Mạnh Hùng trình bày, với phương châm: “Quản trị biến động, Tối đa giá trị, Mở rộng thị trường, Tận dụng cơ hội, Liên kết đầu tư, Phục hồi tăng trưởng”, năm 2021, hoạt động SXKD toàn Tập đoàn được duy trì ổn định, hoàn thành xuất sắc các nhiệm vụ, chỉ tiêu kế hoạch được giao.

Tổng giám đốc Petrovietnam Lê Mạnh Hùng báo cáo tại Hội nghị

Tổng giám đốc Petrovietnam Lê Mạnh Hùng báo cáo tại Hội nghị

Gia tăng trữ lượng dầu khí đạt 14,15 triệu tấn quy dầu, vượt 17,9% kế hoạch năm. Tập đoàn đã phát hiện dầu khí mới tại giếng khoan Sói Vàng -1X Lô 16-1/15 (VSP) và biểu hiện dầu khí tốt tại các giếng khoan: R-62, R-63, BH-59; đưa 03 mỏ/công trình vào khai thác gồm: mỏ Sư Tử Trắng pha 2A; công trình BK-18A và công trình BK-19. Khai thác dầu thô đạt 10,97 triệu tấn, vượt 1,25 triệu tấn, (vượt 12,8%) kế hoạch năm. Sản xuất phân bón đạt 1,91 triệu tấn, vượt 286 nghìn tấn (vượt 18%) kế hoạch năm. Sản xuất xăng dầu đạt 6,37 triệu tấn, vượt 0,1% kế hoạch năm. Tổng doanh thu đạt 627,2 nghìn tỷ đồng, vượt 28% kế hoạch năm, tăng 29% so với cùng kỳ năm 2020. Nộp NSNN toàn Tập đoàn đạt 112,5 nghìn tỷ đồng, vượt 80% kế hoạch năm, tăng 36% so với cùng kỳ năm 2020. Lợi nhuận trước thuế hợp nhất Tập đoàn đạt khoảng 46 nghìn tỷ đồng, vượt 2,7 lần kế hoạch năm, tăng gấp 2,3 lần so với cùng kỳ năm 2020.

Trong 2 tháng đầu năm 2022, hoạt động SXKD của Petrovietnam luôn bám sát các nhiệm vụ, mục tiêu kế hoạch đề ra. Tất cả các đơn vị trong Tập đoàn đều hoạt động SXKD an toàn, thông suốt”, ông Lê Mạnh Hùng nói. Trong đó, đã khai thác dầu tháng 2 đạt 0,84 triệu tấn, vượt 24% kế hoạch; lũy kế 2 tháng đạt 1,78 triệu tấn, vượt 24% kế hoạch. Tổng doanh thu toàn Tập đoàn tháng 2/2022 ước đạt 54,98 nghìn tỷ đồng, vượt 26% kế hoạch tháng, lũy kế 2 tháng đầu năm ước đạt 118,73 nghìn tỷ đồng, vượt 34% kế hoạch 2 tháng và tăng 46% so với cùng kỳ 2021. Nộp ngân sách toàn Tập đoàn 2 tháng đầu năm ước đạt hơn 18 nghìn tỷ đồng, vượt 52% kế hoạch 2 tháng và tăng 48% so với cùng kỳ 2021.

Tại buổi làm việc, Petrovietnam cũng đã báo cáo Phó Thủ tướng Chính phủ tình hình thực hiện các dự án Nhiệt điện: Thái Bình 2, Long Phú 1, Nhơn Trạch 3 & 4, Miền Trung 1 & 2; đồng thời kiến nghị những khó khăn, vướng mắc cần sớm được tháo gỡ.

Phát huy vai trò chủ công trong nền kinh tế

Phát biểu kết luận cuộc làm việc, Phó Thủ tướng Lê Văn Thành ghi nhận và biểu dương những đóng góp to lớn của Petrovietnam cho đất nước. “Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam là một trong những tập đoàn chủ lực, có vai trò quan trọng và đóng góp đặc biệt của nền kinh tế”, Phó Thủ tướng Lê Văn Thành nêu rõ. “Ngành dầu khí có bước trưởng thành lớn mạnh, có cơ sở vật chất được đầu tư tiên tiến, hiện đại, tương đương trình độ khu vực và quốc tế trên tất cả lĩnh vực, từ khâu thăm dò, khai thác đến chế biến”.

Phó Thủ tướng Lê Văn Thành phát biểu chỉ đạo Hội nghị

Phó Thủ tướng Lê Văn Thành phát biểu chỉ đạo Hội nghị

Petrovietnam là tập đoàn kinh tế nhà nước có quy mô lớn nhất, với tổng giá trị tài sản đạt 870 ngàn tỷ đồng. Tính đến nay, Petrovietnam đã khai thác trên 430 triệu tấn dầu thô, 165 tỷ m3 khí, doanh thu trên 430 tỷ USD, nộp ngân sách 115 tỷ USD. Nhiều năm qua, Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam đã phát huy vai trò là một trong những trụ đỡ quan trọng của nền kinh tế, đóng góp đặc biệt quan trọng trong việc đảm bảo an ninh chủ quyền biển đảo, an ninh kinh tế, an ninh năng lượng và an ninh lương thực. Đặc biệt, Tập đoàn có đội ngũ cán bộ được đào tạo bài bản, trưởng thành qua thực tiễn, có trình độ quản lý hiện đại, làm chủ công nghệ thăm dò, khai thác, chế biến dầu khí. PVN cũng đã có nhiều đóng góp trong việc đảm bảo đời sống, thực hiện các chính sách an sinh xã hội của đất nước.

Phó Thủ tướng khẳng định, Petrovietnam không chỉ là doanh nghiệp nhà nước, kinh doanh vì lợi nhuận đơn thuần, mà là Tập đoàn kinh tế có vai trò đặc biệt quan trọng đối với phát triển kinh tế và bảo vệ tổ quốc. Tập đoàn dầu khí quốc gia vinh dự được Đảng, Nhà nước giao trách nhiệm quản lý khai thác sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên quý báu, có giá trị đặc biệt lớn để phục vụ xây dựng đất nước, Phó Thủ tướng nêu rõ. Đây là vinh dự rất lớn nhưng đồng thời cũng là trách nhiệm rất cao của Tập đoàn và đội ngũ cán bộ công nhân viên chức. “Tập đoàn cần phát huy hiệu quả cao nhất nguồn tài nguyên quý giá của đất nước”, Phó Thủ tướng nhấn mạnh.

Theo Phó Thủ tướng Lê Văn Thành, yêu cầu thực tiễn hiện nay đòi hỏi các Bộ, ngành phải đổi mới tư duy trong lãnh đạo, chỉ đạo, điều hành, theo hướng phân cấp, phân quyền, hỗ trợ Petrovietnam khẩn trương đẩy nhanh tiến độ thăm dò, khai thác, gắn với tăng cường chế biến dầu khí, đáp ứng đủ nhu cầu trong nước. Giá dầu thô hiện đang ở mức cao; xu thế toàn cầu đang nỗ lực chuyển đổi, giảm nhanh các nguồn năng lượng hoá thạch để ưu tiên sử dụng năng lượng sạch, năng lượng tái tạo. Do đó, giá trị của các nguồn năng lượng hoá thạch nếu không được phát huy ở thời điểm hiện tại sẽ vĩnh viễn mất đi trong tương lai.

Hiện nay, Việt Nam vẫn đang xuất khẩu phần lớn dầu thô khai thác được, trong khi phải nhập khẩu chủng loại khác để chế biến, và tổng công suất của cả hai nhà máy lọc dầu cũng chỉ đáp ứng 70% nhu cầu thị trường trong nước. Trữ lượng dầu khí của nước ta đứng thứ 26 thế giới (khoảng 1,5 tỷ m3) nhưng sản lượng khai thác hiện nay chỉ đứng thứ 34 thế giới. Như vậy, tốc độ hiện thực hóa tiềm năng dầu khí chưa cao. Phó Thủ tướng cho rằng, “phải đưa được nguồn tài nguyên này vào phục vụ nền kinh tế hiệu quả nhất, phải chế biến sâu hiệu quả nhất”. Trước diễn biến phức tạp của giá dầu thế giới, Phó Thủ tướng đề nghị Tập đoàn rà soát lại kế hoạch sản xuất kinh doanh, tài chính, lợi nhuận của năm 2022, với tinh thần là “thời cơ đến thì phải tiến công”. Tập đoàn phấn đấu tăng trưởng 10% so với năm 2021.

Đặt vấn đề về tình trạng phải nhập khẩu dầu thô để lọc hóa trong khi lại xuất khẩu dầu thô, Phó Thủ tướng đề nghị các bộ, ngành có biện pháp tháo gỡ vướng mắc này, “dứt khoát phải đổi mới, nếu vướng ở cơ chế, chính sách thì sửa cơ chế, chính sách”. “Không thể có chuyện trong cùng tập đoàn mà vừa khai thác, xuất khẩu dầu thô, trong khi đơn vị khác lại phải đi nhập khẩu dầu thô để chế biến”. Do đó, Phó Thủ tướng yêu cầu Tập đoàn khẩn trương đầu tư xây dựng dự án tại Khu Công Nghiệp Long Sơn để đảm bảo đáp ứng đủ nhu cầu xăng dầu trong nước.

Các đại biểu chụp ảnh lưu niệm

Phó Thủ tướng cũng yêu cầu Tập đoàn xây dựng đề án phát triển điện gió ngoài khơi để phát huy kinh nghiệm, trang thiết bị và công nghệ, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt; xây dựng phương án khai thác hiệu quả nguồn khí khai thác được để đảm bảo hiệu quả cao nhất. Phó Thủ tướng cũng yêu cầu PVN tập trung chỉ đạo, có phương án xử lý dứt điểm các dự án đầu tư kém hiệu quả, trước mắt sớm đưa các nhà máy nhiệt điện Thái Bình 2, Long Phú 1 vào hoạt động.

Để đáp ứng yêu cầu nhiệm vụ này, đòi hỏi lãnh đạo và từng cán bộ, công nhân viên Tập đoàn phải có tầm nhìn dài hạn, có phẩm chất đạo đức tốt, tinh thần trách nhiệm cao, có động lực, bản lĩnh và khát vọng phát triển ngành dầu khí Việt Nam.

 

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã nghiên cứu và ứng dụng vật liệu nanocarbon trong sản xuất phân bón, với kỹ thuật bọc lớp màng nanocarbon lên urea, DAP, kali và phân hỗn hợp NPK, giúp nâng cao hiệu quả sử dụng phân bón, tăng năng suất cây trồng khoảng 7%/ha so với sử dụng phân bón thông thường.

Vật liệu nanocarbon (carbon nanotubes và graphene) đang được xem là vật liệu tiên phong trong nhiều lĩnh vực với kỳ vọng có thể nâng cao hiệu quả sử dụng phân bón, giảm thất thoát chất dinh dưỡng và giảm thiểu tác động đến môi trường.

Đối với sản phẩm phân bón, nitơ được xem là nguồn dinh dưỡng chính cho sự sinh trưởng của thực vật, bên cạnh tác dụng của lân và kali đối với rễ, hoa và việc tổng hợp đường bột, cellulose giúp cây khỏe mạnh và trái lớn nhanh.

Tuy nhiên, nitơ hòa tan rất nhanh trong nước, bay hơi do sự hình thành các hợp chất nitơ dạng khí (NH3, NOx), hấp phụ hoặc hấp thụ bền do nitơ tương tác với các chất hữu cơ, khoáng chất trong đất và phân rã nitơ do vi sinh vật. Nhiều nghiên cứu trên thế giới đã được thực hiện nhằm tăng khả năng hấp thụ nitơ cho cây trồng hiệu quả mang lại còn hạn chế.

Sự phát triển của công nghệ nano hiện nay, đặc biệt là nanocarbon, đã cung cấp giải pháp để làm chậm quá trình giải phóng nitơ từ phân bón. Cụ thể, nanocarbon được sử dụng như vi chất dinh dưỡng cho cây trồng, đồng thời tác động đến quá các quá trình hấp thu các chất dinh dưỡng khác, quá trình nảy mầm và tăng trưởng của thực vật.

Đạm (urea) Phú Mỹ và Cà Mau trước và sau khi được bọc lớp màng nanocarbon

Đạm (urea) Phú Mỹ và Cà Mau trước và sau khi được bọc lớp màng nanocarbon

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) đã nghiên cứu và ứng dụng vật liệu nanocarbon trong sản xuất phân bón, với kỹ thuật bọc lớp màng nanocarbon lên urea, DAP, kali và phân hỗn hợp NPK. Sau khi được bọc lớp màng nanocarbon khoảng 1- 2 µm, sản phẩm phân bón của VPI tăng khoảng 0,1 – 0,2 % khối lượng, giữ nguyên hàm lượng dinh dưỡng (%N trong urea, % P trong DAP, %K trong KCl) của phân bón ban đầu.

Ảnh SEM lớp màng nanocarbon bọc lên urea

Ảnh SEM lớp màng nanocarbon bọc lên urea

Theo TS. Huỳnh Minh Thuận – Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển Chế biến Dầu khí, VPI: “Kết quả thử nghiệm thực tế trên cây cải xanh tại Lâm Đồng cho thấy urea được bọc lớp màng nanocarbon giúp thời gian phân giải dinh dưỡng trong môi trường nước chậm hơn đáng kể, tăng năng suất cây trồng khoảng 7%/ha so với sử dụng phân bón thông thường”. Ngoài ra, sự kết hợp cả 3 loại phân bón (urea, DAP, KCl) theo công nghệ này cũng làm gia tăng đáng kể năng suất cây trồng trong cùng điều kiện so sánh, là tiền đề để VPI đẩy mạnh áp dụng nanocarbon vào lĩnh vực phân bón trong thời gian tới.

Mô hình dự báo giá xăng dầu của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) sử dụng các giải thuật học máy để mô hình hóa nguồn dữ liệu đầu vào và liên tục cập nhật các yếu tố mới để đưa ra dự báo chính xác nhất về mức trích lập và chi sử dụng Quỹ bình ổn giá xăng dầu cũng như giá cơ sở các sản phẩm xăng dầu trong nước.

VPI đã xây dựng mô hình dự báo giá xăng dầu bằng cách sử dụng mô hình mạng nơ ron nhân tạo (Artificial Neural Network – ANN) và thuật toán học có giám sát (Supervised Learning) trong học máy (Machine Learning) nhằm phân tích, tính toán dữ liệu lớn (Big data), xác định tín hiệu tốt nhất để đưa ra dự báo xu hướng có độ tin cậy cao nhất. Mô hình dự báo này đã xác định mức trích lập và chi sử dụng Quỹ bình ổn giá xăng dầu có độ chính xác trung bình đạt trên 75% trong 20 kỳ điều chỉnh gần nhất.
Cơ sở dữ liệu đầu vào của mô hình bao gồm dữ liệu cố định (ít biến động), được cập nhật theo quy định của Nhà nước như: Thuế nhập khẩu xăng dầu, thuế tiêu thụ đặc biệt, chi phí kinh doanh/lợi nhuận định mức, thuế bảo vệ môi trường… và các dữ liệu biến động được cập nhât liên tục và dự báo cho các ngày/kỳ tiếp theo (như giá xăng dầu thế giới theo ngày, số dư Quỹ bình ổn cuối kỳ tiếp theo, tỷ giá…).
Sau đó, dữ liệu sẽ được xử lý, phân tích, dự báo dựa trên mô hình ANN phù hợp gồm: tính toán các lớp ẩn, số lượng nơ ron trên một lớp ẩn, số lượng các nơ ron đầu ra và hàm kích hoạt (activation function). Kết quả dự báo sẽ được trình bày dựa trên công cụ quản lý dữ liệu Power BI giúp người dùng tương tác với dữ liệu trực quan cũng như tra cứu các thông tin giá dễ dàng và thuận tiện.
Khách hàng sẽ nhận được báo cáo dự báo mức trích lập và chi sử dụng Quỹ bình ổn giá xăng dầu cũng như giá cơ sở các mặt hàng xăng dầu trước kỳ điều chỉnh 4 ngày và cập nhật liên tục đến kỳ điều chỉnh.
Mô hình dự báo giá xăng dầu của VPI sẽ cung cấp các thông tin hỗ trợ các doanh nghiệp cung ứng, nhập khẩu, tiêu thụ xăng dầu trong việc quản lý, ra quyết định, nâng cao hiệu quả kinh doanh, đảm bảo vận hành hoạt động ổn định trước những thay đổi lớn của giá xăng dầu. Đối với các đơn vị kinh doanh xăng dầu, dự báo này sẽ là cơ sở quan trọng trong việc mua/bán, kiểm soát hàng tồn kho…

Thông tin về mô hình xin vui lòng liên hệ: Mr. Lê Hoàng Linh/Email: linhlh@vpi.pvn.vn.

Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) khuyến nghị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tập trung phát triển bền vững lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác (E&P) thông qua tận khai thác dầu, thăm dò/mua mỏ và phát triển chuỗi giá trị khí; đầu tư các lĩnh vực phù hợp xu thế phát thải ít carbon như điện gió ngoài khơi (để tự dùng/sản xuất H2 xanh lá/bơm ép CO2 nâng cao thu hồi dầu hoặc tàng trữ) hay cung cấp dịch vụ (chế tạo, lắp ráp, bảo dưỡng) cho điện gió ngoài khơi; thay đổi mô hình kinh doanh để tăng mức độ “dẻo dai” trước các biến động ngắn hạn (đại dịch như Covid-19) và dài hạn (xu hướng chuyển dịch năng lượng).

Mô hình trung tâm (hub) cung cấp “năng lượng xanh”. Ảnh: VPI

Tại COP26 (11/2021), các quốc gia tập trung thảo luận để đưa ra các chính sách hiện thực hóa thỏa thuận Paris nhằm duy trì mức tăng nhiệt độ toàn cầu dưới 2 oC, phấn đấu dưới 1,5 oC trong thế kỷ 21 so với thời kỳ tiền công nghiệp, không phát thải ròng (Net zero) trong giai đoạn 2050 – 2100 và đảm bảo Quỹ hỗ trợ 100 tỷ USD/năm cho các quốc gia đang phát triển giảm phát thải khí nhà kính và khắc phục hậu quả biến đổi khí hậu. 3 giải pháp chính để nhiệt độ toàn cầu tăng ít hơn 2 oC so với thời kỳ tiền công nghiệp là: tăng tỷ trọng điện trong năng lượng cuối cùng từ 20% hiện nay lên 50%; giảm sử dụng than; tăng sử dụng khí thiên nhiên và năng lượng tái tạo kèm lưu trữ trong phát điện và đẩy nhanh sản xuất và sử dụng hydro xanh lam hoặc xanh lá trong giao thông vận tải và công nghiệp, tăng cường thu hồi, sử dụng hoặc tàng trữ CO2 (CCUS).
Trong cam kết quốc gia (NDC) 2020, Việt Nam tự nguyện giảm 9% phát thải CO2 (~ 84 triệu tấn) và giảm 27% (~ 251 triệu tấn) vào năm 2030 nếu có hỗ trợ quốc tế. Tại COP26, Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính đã phát biểu “Việt Nam là một nước có lợi thế về năng lượng tái tạo, sẽ xây dựng và triển khai các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính mạnh mẽ bằng nguồn lực của mình, cùng với sự hợp tác và hỗ trợ của cộng đồng quốc tế, nhất là các nước phát triển, cả về tài chính và chuyển giao công nghệ, trong đó có thực hiện các cơ chế theo Thỏa thuận Paris, để đạt mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050”.
Bên cạnh xu hướng chuyển dịch năng lượng đang ngày càng mạnh mẽ, đại dịch Covid-19 đã thay đổi thị trường năng lượng toàn cầu, tạo ra trạng thái “bình thường mới” trong đó các công ty dầu khí quốc tế (IOC) như Shell, BP, Total, Eni và cả ExxonMobil tăng cường thoái vốn khỏi lĩnh vực dầu khí truyền thống và chuyển sang đầu tư vào năng lượng tái tạo, trong khi các công ty dầu khí quốc gia (NOC) gia tăng các hoạt động thăm dò khai thác. Dự báo trong trạng thái “bình thường mới” này, các nhà máy điện khí sẽ phải cạnh tranh mạnh mẽ với các nhà máy điện gió, mặt trời, biên lợi nhuận lọc dầu khả năng thấp trong dài hạn. Đặc biệt, một số dự án khí đang thăm dò hoặc đang phát triển có phần sở hữu lớn của các IOC có thể bị ảnh hưởng về tiến độ.
VPI đưa ra 3 khuyến nghị để PVN có thể thích ứng và tận dụng trạng thái “bình thường mới”:
1. Với sứ mạng của công ty dầu khí quốc gia và tận dụng lợi thế chưa chịu áp lực giảm phát thải CO2 làm tăng chi phí khai thác, PVN xem xét tập trung phát triển các mỏ dầu có thể đưa vào khai thác sớm (tận thăm dò/tận khai thác dầu xung quanh khu vực đã có hạ tầng) như tại Lô 01-02/17 và Lô 15-1, triển khai giải pháp nâng cao thu hồi dầu sử dụng khí CO2 (EOR kết hợp CCS) cho toàn bộ bể Cửu Long, mua lại các mỏ khí từ các IOC đang chịu áp lực từ cổ đông và cam kết chống biến đổi khí hậu, bán bớt các tài sản nhỏ không thể tận dụng cơ sở hạ tầng sẵn có để phát triển và khai thác cũng như tối ưu chi phí thăm dò/phát triển/khai thác thông qua chuyển đổi số.
2. Tận dụng tiềm năng điện gió ngoài khơi Việt Nam rất lớn (ước tính khoảng 162 – 475 GW theo Ngân hàng Thế giới), năng lực cũng như kinh nghiệm xây dựng/vận chuyển/lắp đặt/bảo dưỡng công trình biển và kinh nghiệm quản lý đầu tư các dự án lớn của các đơn vị trong Tập đoàn, PVN có thể đầu tư điện gió ngoài khơi để tự dùng cho các giàn khai thác hoặc để sản xuất hydro xanh lá từ nước biển hoặc để bơm ép CO2 nhằm tăng cường khai thác dầu hoặc tàng trữ. Trước mắt, PVN có thể liên kết các đơn vị thành viên để chiếm lĩnh thị trường cung cấp dịch vụ (chế tạo, lắp ráp, bảo dưỡng) cho các dự án điện gió ngoài khơi. Đối với các nhà máy chế biến dầu khí, PVN nên sớm đầu tư công nghệ để chuyển đổi cơ cấu sản phẩm chủ yếu từ xăng dầu sang sản phẩm hóa dầu.
3. Chuyển đổi mô hình kinh doanh để tận dụng xu hướng chuyển dịch năng lượng. Với tiềm lực tài chính mạnh, cơ sở hạ tầng sản xuất và phân phối lớn và rộng đã đầu tư, thương hiệu phổ biến trong và ngoài nước, PVN hoàn toàn có thể tạo dựng và vận hành mô hình Trung tâm (Hub) cung cấp “năng lượng xanh” (mô hình cung cấp năng lượng như dịch vụ – EaaS) cho khách hàng trong nước và khu vực. Trong mô hình này, PVN có thể trực tiếp cung cấp giải pháp năng lượng xanh (từ xăng dầu, khí, điện, hydro, NH3) tổng thể, trọn gói cho khách hàng với các đặc tính xanh (do có kết hợp CCUS), an toàn và hiệu quả. Ngoài ra, PVN còn có thể cho thuê hạ tầng phân phối năng lượng bao gồm cảng nhập LNG và đường ống khí tự nhiên/hydro.
Mô hình EaaS sẽ được hoàn chỉnh bởi mô hình “xanh hóa” nguồn năng lượng từ đó tạo ra sản phẩm (thép, xi măng, nhôm, điện, phân bón…) xanh hơn thông qua việc thu hồi, sử dụng hoặc tàng trữ CO2 và giao dịch tín chỉ CO2 trên thị trường quốc tế.
Với tài sản lớn là các mỏ dầu khí và sự hiểu biết về địa chất, thủy động dưới lòng đất trong lãnh thổ và trên thềm lục địa Việt Nam, PVN có thể xác định các cấu tạo tiềm năng để lưu trữ CO2 dài hạn không chỉ cho các khách hàng trong nước mà cả trong khu vực có nhu cầu, đáp ứng các cam kết về giảm phát thải CO2 hoặc muốn “xanh hóa” sản phẩm để giảm thuế carbon biên giới khi xuất khẩu vào các nước như châu Âu, Mỹ, Canada, Nhật Bản… trong tương lai. Trong nghiên cứu của Đại học Quốc gia Singapore (NUS) mà VPI tham gia, tổng tiềm năng lưu trữ CO2 của mỏ Bạch Hổ và Lan Tây sau khi đã khai thác hết dầu khí lên đến 300 triệu tấn, tương đương 33 tỷ USD với giá CO2 ở mức 110 USD/tấn (mức giá tối thiểu để nhiệt độ toàn cầu tăng ít hơn 2 oC so với thời kỳ tiền công nghiệp theo tư vấn Wood Mackenzie). Tiềm năng lưu trữ CO2 của các tầng nước ngầm trên bờ (Cần Giờ) hoặc lân cận các mỏ dầu khí ở Việt Nam sơ bộ được VPI đánh giá cao gấp nhiều lần so với tiềm năng lưu trữ tại các mỏ Bạch Hổ và Lan Tây.
Ngoài ra, khu vực Đông Nam Bộ còn có lợi thế là các nhà máy công nghiệp phát thải nhiều CO2 như thép, xi măng, phân bón được tập trung thành từng cụm trong các khu công nghiệp và đều có đường ống dẫn khí thiên nhiên đến để cung cấp nên thuận lợi cho việc thu hồi, hóa lỏng tập trung và vận chuyển CO2 bằng đường ống (xây mới). Tại khu vực này, PVN đã có đường ống khí Bạch Hổ – Dinh Cố có thể sử dụng vận chuyển CO2 lỏng đến các giàn khai thác tại bể Cửu Long để sử dụng tăng thu hồi dầu (CO2-EOR) cũng như tàng trữ khi đã khai thác hết dầu khí và trong các tầng nước ngầm lân cận.
Nghiên cứu giữa JOGMEC và VPI trong giai đoạn 2007 – 2010 cho thấy việc đầu tư thu hồi CO2 từ các nhà máy điện, đạm, thép, xi măng khu vực Đông Nam Bộ, vận chuyển ra các mỏ bể Cửu Long để sử dụng tăng thu hồi dầu là có hiệu quả nếu được áp dụng trên toàn bể Cửu Long với ước tính tăng đến 12% sản lượng. Công nghệ CO2-EOR đã được minh chứng cụ thể thông qua thực nghiệm pilot “CO2 Huff&Puff” năm 2011 tại mỏ Rạng Đông. Chỉ với 111 tấn CO2 được bơm vào mỏ, sản lượng khai thác dầu đã tăng từ 950 thùng/ngày lên 1.500 thùng/ngày.

Các chính sách, chiến lược, sự phát triển công nghệ… là những yếu tố bất định, khó lường và có tác động mạnh đến sự phát triển của thị trường xe ô tô điện (EV). Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), việc theo dõi thị trường EV thông qua các chỉ dấu (signpost), xác định chỉ số EVI (Electric Vehicles Index) sẽ hỗ trợ các doanh nghiệp trong chuỗi giá trị lĩnh vực EV đưa ra quyết định trong hoạt động sản xuất kinh doanh cũng như xu hướng mua sắm tiêu dùng của các cá nhân.

Các chỉ dấu để xác định chỉ số thị trường xe ô tô điện Việt Nam. Ảnh: VPI

Để theo sát sự thay đổi của thị trường xe điện, VPI đã nghiên cứu, tham vấn ý kiến chuyên gia trong và ngoài nước để đưa ra chỉ dấu, đánh giá mức độ quan trọng của từng chỉ dấu (thông qua trọng số của các chỉ dấu); cập nhật liên tục hiện trạng các chỉ dấu của thị trường EV Việt Nam và đưa ra chỉ số EVI (Electric Vehicles Index) để đánh giá hiện trạng thị trường EV trong nước.
Theo kết quả nghiên cứu của VPI, chỉ số EVI của Việt Nam trong Quý III/2021 đạt 1,6/5 điểm (tương ứng với 32%) thông qua đánh giá các chỉ dấu gồm: chính sách, mạng lưới trạm sạc, chi phí sở hữu phương tiện (giá xe, chi phí vận hành bảo dưỡng, giá trị bán lại, thuế phí khác), thị hiếu (độ tuổi, lựa chọn thay thế), GDP/đầu người, công nghệ (tuổi thọ pin, thời gian sạc/số km di chuyển và mức độ tương thích giữa các cổng sạc của các hãng xe) và thị trường EV khu vực.
Về chính sách, Việt Nam chưa có lộ trình/mục tiêu phát triển xe điện, chưa có hệ thống các tiêu chuẩn và quy chuẩn đầy đủ để phản ánh cụ thể tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn của các bộ phận, hệ thống và các xe hoàn chỉnh. Dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) cũng chưa xét đến phụ tải là xe điện.
Tuy nhiên, Việt Nam đã có chính sách giảm chi phí sở hữu EV như: Miễn phí trước bạ với xe bus sử dụng năng lượng sạch, khuyến khích phát triển phương tiện vận tải hành khách công cộng thân thiện với môi trường; thuế tiêu thụ đặc biệt của xe ô tô chạy bằng xăng kết hợp năng lượng điện chỉ bằng 70% xe động cơ đốt trong (ICE) cùng dung tích, xe ô tô điện được áp mức thuế từ 5 – 15% tùy số chỗ của xe (trong khi đó thuế áp dụng cho xe ICE từ 10 – 150% tùy theo số chỗ và dung tích xi lanh).
Về thị trường khu vực châu Á, các quốc gia có định hướng, lộ trình phát triển EV, trong đó dẫn đầu là Trung Quốc với 22 doanh nghiệp sản xuất EV, 9 doanh nghiệp sản xuất phần mềm cho EV.
Về lựa chọn thay thế, có 47 hãng xe sản xuất ô tô điện trên thế giới, đứng đầu trong công nghệ EV là Chevrolet, Ford, Volkswagen (Porsche), Kia, Tesla, BMW, Nissan…Trong khi đó, Việt Nam có 1 mẫu xe ô tô điện VF e34 của Vinfast (ra mắt ngày 15/10/2021), 2 mẫu còn lại của Vinfast dự kiến ra mắt vào năm 2022 – 2023, còn lại là xe nhập khẩu theo đặt hàng, chưa có đại lý phân phối chính thức.
Về mạng lưới trạm sạc, VinFast có khoảng 500 trạm sạc xe điện (tính đến tháng 6/2021), đã công bố bản đồ phân bố và đang tiếp tục xây dựng 1.000 trạm sạc trong cả nước. Ngoài ra, có thêm 2 trạm sạc xe điện tại cửa hàng xăng dầu PV OIL Đà Nẵng.
Chi phí sở hữu xe điện trung bình gồm: giá mua xe, chi phí vận hành bảo dưỡng, giá trị bán lại và các loại thuế phí khác. Tại Việt Nam, tỷ lệ giá dòng xe VFe34 (690 triệu đồng) của VinFast so với các dòng xe ICE tương đương ở mức 0,7 – 0,9 khi áp dụng các chính sách hỗ trợ của Vinfast, chính sách thuê pin. Con số này tăng lên 1,2 nếu không áp dụng các chính sách trên.
Theo đánh giá của VPI, Việt Nam có tiềm năng phát triển thị trường EV trong tương lai bởi hiện tại tỷ lệ sở hữu ô tô của Việt Nam ở mức 23 ô tô/1.000 người, con số này chỉ bằng 1/10 của Thái Lan và 1/20 của Malaysia. Tuy nhiên, ở giai đoạn này, các doanh nghiệp dự định tham gia chuỗi giá trị thị trường EV nên tiếp tục theo dõi, cập nhật các chỉ dấu và EVI để có cơ sở ra quyết định phù hợp.
IHS Markit dự báo đến năm 2027, chi phí sản xuất xe điện sẽ ngang bằng với chi phí sản xuất xe ICE ở Trung Quốc và châu Âu. Trong số 89 triệu xe được bán ra vào năm 2030, dự báo sẽ có 23,5 triệu xe điện (chiếm gần 27%).
Báo cáo “Năng lượng tái tạo và năng lượng mới” (Renewable & New Energy) do Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) nghiên cứu thực hiện, tập trung phân tích xu hướng chuyển dịch năng lượng, thị trường xe điện, năng lượng mặt trời, hydrogen và điện gió ngoài khơi… Thông tin chi tiết liên hệ chuyên gia Nghiêm Thị Ngoan (ngoannt@vpi.pvn.vn).

Trong Chương trình Tuần lễ Năng lượng thế giới năm 2021 với chủ đề “Kết nối các xã hội năng lượng – Năng lượng cho cuộc sống tốt đẹp hơn”, TS. Phan Ngọc Trung – Thành viên HĐTV Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã trình bày tham luận “Tập đoàn Dầu khí Việt Nam với định hướng sản xuất và cung ứng nguồn năng lượng hydro xanh trong tương lai”.

                                                  TS. Phan Ngọc Trung – Thành viên HĐTV PVN phát biểu tại Chương trình Tuần lễ Năng lượng thế giới năm 2021. Ảnh: PVN

Petrovietnam trong hệ thống năng lượng Việt Nam
Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (Petrovietnam) tiền thân là Tổng cục Dầu mỏ và Khí đốt Việt Nam được thành lập vào ngày 3/9/1975. Petrovietnam hiện tập trung vào 5 lĩnh vực sản xuất kinh doanh chính là: Thăm dò – khai thác dầu khí; công nghiệp khí; công nghiệp điện; chế biến, tồn trữ và phân phối sản phẩm dầu khí; dịch vụ dầu khí, trong đó lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí là cốt lõi.
Là công ty dầu khí quốc gia (NOC) Việt Nam, chức năng, nhiệm vụ chính của Petrovietnam là quản lý, khai thác và sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên dầu khí của đất nước. Petrovietnam có vai trò quan trọng trong hệ thống năng lượng quốc gia, đảm bảo an ninh năng lượng cho phát triển kinh tế của đất nước, cụ thể trong việc: cung cấp nguồn năng lượng sơ cấp như dầu mỏ và khí đốt; nguồn năng lượng cuối cùng như các sản phẩm xăng dầu và điện năng; ngoài ra, Petrovietnam góp phần phát triển hạ tầng năng lượng quốc gia như các hệ thống đường ống vận chuyển, phân phối và xử lý dầu khí. Petrovietnam đang xây dựng điều chỉnh Chiến lược phát triển đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 với định hướng phát triển trở thành tập đoàn năng lượng, thân thiện với môi trường trong đó lĩnh vực dầu khí tiếp tục đóng vai trò nền tảng.
Trong bối cảnh tình hình kinh tế thế giới và trong nước giai đoạn 2016 – 2020 có nhiều khó khăn thách thức, biến động mạnh của giá dầu, dịch bệnh Covid-19…, tuy nhiên, Petrovietnam về cơ bản đã hoàn thành các chỉ tiêu Kế hoạch được Chính phủ phê duyệt, nổi bật là: Tổng sản lượng khai thác dầu khí 5 năm 2016 – 2020 đạt 121,14 triệu tấn dầu quy đổi, trong đó khai thác dầu đạt 71,27 triệu tấn và khai thác khí đạt 49,87 tỷ m3; sản xuất điện đạt 104,4 tỷ kWh; sản phẩm lọc dầu đạt 50,23 triệu tấn; sản xuất đạm đạt 8,28 triệu tấn; nộp ngân sách Nhà nước hàng năm chiếm tỷ trọng 9 – 11% tổng thu ngân sách của nhà nước và đóng góp cho GDP cả nước trung bình hàng năm là 10 – 13%.
Petrovietnam là một trong các trụ cột kinh tế của đất nước, thực hiện vai trò là công cụ điều tiết vĩ mô của Chính phủ, đóng góp quan trọng cho ngân sách Nhà nước. Vai trò Petrovietnam trong hệ thống năng lượng Việt Nam được thể hiện rõ trong giai đoạn 2010 – 2020 đóng góp trung bình hàng năm của Petrovietnam chiếm 25 – 27% tổng nhu cầu năng lượng sơ cấp và 18 – 27% tổng nhu cầu tiêu thụ năng lượng cuối cùng của Việt Nam. Theo Chiến lược phát triển đến năm 2035, tỷ trọng đóng góp năng lượng của Petrovietnam cho đất nước sẽ tiếp tục được duy trì và phát triển, trung bình chiếm khoảng 25 – 30%.

Hydro xanh đối với hệ thống năng lượng Việt Nam

Hydro có một vai trò rất quan trọng trong chuyển dịch năng lượng để đạt được mục tiêu của Thỏa thuận chung Paris nhằm giới hạn nhiệt độ trái đất tăng dưới mức 1,5 – 2oC vào cuối thế kỷ. Hydro có các vai trò chính trong chuyển dịch năng lượng bao gồm: Sản xuất điện năng và tích hợp năng lượng tái tạo quy mô lớn; truyền tải và phân phối năng lượng giữa các khu vực, lĩnh vực sử dụng năng lượng khác nhau; lưu trữ năng lượng để nâng cao tính ổn định của hệ thống; khử carbon trong lĩnh vực giao thông vận tải; lĩnh vực sử dụng năng lượng trong công nghiệp, dân dụng; cung cấp nguyên liệu sạch cho các quá trình sản xuất công nghiệp.
Hydro có thể sử dụng để sản xuất điện năng, cấp nhiệt cho các khu công nghiệp, sử dụng làm nhiên liệu cho các phương tiện giao thông vận tải đồng thời cũng có thể sử dụng làm nguyên liệu cho các quá trình sản xuất công nghiệp chủ yếu là sản xuất NH3 và sử dụng trong các quá trình nâng cấp sản phẩm của các nhà máy lọc dầu.
Tiềm năng to lớn như trên, thế giới đang hướng tới nền kinh tế hydro trong đó hydro được sử dụng làm nhiên, nguyên liệu carbon thấp để thay thế các loại nhiên, nguyên liệu hóa thạch. Tại Việt Nam, mặc dù hiện chưa công bố tham vọng phát thải ròng bằng không và chưa xây dựng chương trình phát triển hydro. Tuy nhiên, Việt Nam cũng đã đặt các mục tiêu phát triển năng lượng sạch đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 cụ thể như sau:
Tại Đóng góp quốc gia tự quyết định của Việt Nam năm 2020 (NDC 2020), Việt Nam đặt chỉ tiêu giảm phát thải khí nhà kính 9% (bằng nguồn lực trong nước) và 27% (nếu có hỗ trợ quốc tế).
Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị đã đưa mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính từ hoạt động năng lượng đạt 15% vào 2030 và 20% vào 2045. Về tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo trên năng lượng sơ cấp đạt 15 – 20% vào 2030 và 25 – 30% vào 2045.
Tại Dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) đề xuất tỷ trọng tổng công suất đặt nguồn điện tái tạo chiếm 26% vào 2030 và 41% vào 2045, trong đó điện gió chiếm 9% vào 2030 và 20% vào 2045.
Trong năm 2020, Việt Nam đã ban hành danh mục các công nghệ cao được ưu tiên phát triển trong đó có nguồn năng lượng hydro.
Mặc dù chi phí sản xuất hydro xanh hiện nay có giá tương đối cao (khoảng hơn 8 USD/kg) với cơ cấu giá điện tái tạo chiếm khoảng 45 – 75%, tuy nhiên theo các tổ chức dự báo quốc tế cho thấy đến 2030 giá hydro xanh có thể giảm xuống 2 USD/kg (15 USD/MMBtu) vào 2030 và 1 USD/kg (7,5 USD/MMBtu) vào 2050 chủ yếu do giá điện tái tạo và chi phí hệ thống điện phân giảm mạnh. Với giá thành như trên hydro xanh hoàn toàn có thể cạnh tranh được với các nhiên liệu truyền thống trong tương lai.
Tại Việt Nam, trong 2 năm gần đây chứng kiến sự phát triển bùng nổ của nguồn điện năng lượng tái tạo. Tính đến cuối năm 2019, Việt Nam đã đưa vào vận hành 99 MW nguồn điện gió, nhiều hơn Nhật Bản, Hàn Quốc và Hoa Kỳ và xếp thứ 3 ngoài châu Âu. Theo đánh giá của các chuyên gia quốc tế, Việt Nam là đất nước có tiềm năng lớn để phát triển điện gió ngoài khơi với tổng tiềm năng kỹ thuật ước đạt 162,2 GW. Dự báo cho thấy, giá điện gió ngoài khơi của Việt Nam có thể giảm xuống 5 – 7 UScent/kWh vào năm 2030 và dưới 2 – 4 UScent/kWh vào 2050, tương đương mức giá hydro xanh sản xuất từ điện gió ngoài khơi có thể giảm xuống 8 – 12 USD/kg vào 2030 và 3 – 6 USD/kg vào 2050.

Lợi thế của Petrovietnam khi phát triển hydro xanh

Với nhiều điểm tương đồng giữa chuỗi giá trị dầu khí và chuỗi giá trị của hydro, các tập đoàn dầu khí quốc gia nói chung và Petrovietnam nói riêng có nhiều cơ hội và lợi thế trong việc phát triển lĩnh vực hydro trên cơ sở những kinh nghiệm, hạ tầng sẵn có của ngành dầu khí, cụ thể:
Về sản xuất hydro, Petrovietnam đã có kinh nghiệm trong việc sản xuất hydro xám tại các đơn vị thành viên như Công ty CP Lọc hóa dầu Bình Sơn (BSR), Công ty TNHH Lọc hóa dầu Nghi Sơn (NSRP), Tổng công ty Phân bón và Hóa chất Dầu khí – CTCP (PVFCCo) và Công ty CP Phân bón Dầu khí Cà Mau (PVCFC).
Về vận chuyển, phân phối, tàng trữ hydro, cơ sở hạ tầng sẵn có của Petrovietnam như hệ thống đường ống vận chuyển và phân phối, các kho chứa, cửa hàng kinh doanh xăng dầu… và kinh nghiệm vận hành hệ thống khí tự nhiên hoàn toàn có thể được chuyển đổi để ứng dụng cho lĩnh vực hydro.
Về sử dụng hydro, các nhà máy lọc hóa dầu cũng như các nhà máy sản xuất đạm của Petrovietnam trực tiếp sử dụng nguồn hydro xanh để thay thế từng bước nguồn hydro xám hiện nay. Ngoài ra, Petrovietnam có thể sử dụng hydro xanh để chế biến nhiên liệu tổng hợp từ các nguồn khí có hàm lượng CO2 cao hiện có tại Việt Nam.
Ngoài lợi thế tương đồng về chuỗi giá trị dầu khí với chuỗi giá trị hydro, Petrovietnam còn có lợi thế lớn trong việc phát triển các dự án điện gió ngoài khơi làm cơ sở để sản xuất hydro xanh trong tương lai. Thế mạnh này xuất phát từ đặc điểm không gian hoạt động thăm dò – khai thác dầu khí của Petrovietnam trong hơn 40 năm qua chủ yếu tập trung tại khu vực ngoài khơi, trên thềm lục địa Việt Nam. Điều này thể hiện rõ thế mạnh về cơ sở vật chất hạ tầng và năng lực tham gia phát triển các dự án điện gió ngoài khơi, cụ thể như sau:
Cơ sở vật chất, Petrovietnam đang quản lý và vận hành hệ thống gồm các cảng dịch vụ trên cả 3 miền Bắc, miền Trung và miền Nam với các nhà xưởng và trang thiết bị chế tạo trên bờ. Ngoài ra, Petrovietnam hiện đang sở hữu, quản lý đội tàu dịch vụ (gần 100 chiếc) trên biển, với sự đa dạng về công suất và chủng loại tàu.
Năng lực phát triển các dự án điện gió ngoài khơi: Petrovietnam hiện là doanh nghiệp đứng đầu Việt Nam về lĩnh vực cơ khí chế tạo, thi công, xây lắp và vận hành các công trình ngoài khơi. Nhờ vào thế mạnh về cơ sở vật chất, thiết bị và nhân lực, Petrovietnam có lợi thế để tiết kiệm chi phí, nâng cao tính cạnh tranh, mang lại hiệu quả cao hơn cho các dự án điện gió ngoài khơi trong cả vai trò chủ đầu tư và nhà thầu khi tham gia cung cấp dịch vụ trong tất cả các giai đoạn phát triển của dự án, từ giai đoạn khởi động, khảo sát; đến giai đoạn thiết kế, chế tạo, lắp đặt và vận hành, bảo dưỡng các dự án/nhà máy điện gió.
Bên cạnh đó, là công ty dầu khí quốc gia (NOC) Việt Nam, với tổng tải sản hiện đạt trên 36 tỷ USD và vốn chủ sở hữu gần 20 tỷ USD, Petrovietnam có tiềm lực lớn về tài chính, đảm bảo đủ nguồn vốn khi tham gia các dự án điện gió ngoài khơi. Hơn nữa, là doanh nghiệp nhà nước hàng đầu tại Việt Nam với hệ thống hạ tầng và cơ sở dữ liệu địa chất, thủy văn ngoài khơi, Petrovietnam hoàn toàn có điều kiện và lợi thế trong việc lựa chọn, tìm kiếm các vị trí tiềm năng, có tốc độ gió cao, ổn định phù hợp cho phát triển dự án điện gió ngoài khơi hiệu quả.

Định hướng phát triển hydro xanh của Petrovietnam
Dưới tác động của chuyển dịch năng lượng và chuyển đổi số đang diễn ra trên toàn cầu, hiện Petrovietnam đang triển khai điều chỉnh Chiến lược phát triển Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, trong đó, liên quan đến việc thích ứng phát triển nguồn năng lượng sạch/mới, Petrovietnam xây dựng mục tiêu cụ thể như sau:
Mở rộng đầu tư lĩnh vực điện và năng lượng tái tạo: Đến 2030, Petrovietnam phấn đấu nâng tổng công suất lắp đặt đạt 8.000 – 14.000 MW và tỷ trọng nguồn điện tái tạo chiếm 5 – 10% tổng công suất lắp đặt của Petrovietnam. Đến 2045, Petrovietnam phấn đấu nâng công suất lắp đặt chiếm từ 8 – 10% tổng công suất hệ thống điện Việt Nam và tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo chiếm 10 – 20% trong tổng công suất nguồn điện của Petrovietnam.
Sản xuất nhiên liệu carbon thấp: Petrovietnam đặt mục tiêu sau năm 2030 sẽ triển khai sản xuất hydro xanh trên cơ sở sử dụng nguồn điện tái tạo (điện gió ngoài khơi) do Petrovietnam sản xuất.
Để đạt được các mục tiêu Chiến lược nêu trên, Petrovietnam đưa ra lộ trình, các hướng triển khai, cụ thể như sau:
Điều chỉnh Chiến lược phát triển Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, trong đó tính tới chuyển dịch năng lượng và chuyển đổi số.
Xây dựng lộ trình/chương trình phát triển năng lượng hydro xanh.
Triển khai các hoạt động nghiên cứu phát triển (R&D) phát triển năng lượng hydro, tập trung vào lĩnh vực: xác minh khả năng tồn tại hydro tự nhiên dưới lòng đất; sản xuất hydro xanh; vận chuyển, lưu trữ hydro; sử dụng hydro; và kinh doanh hydro.
Đẩy mạnh triển khai các dự án điện gió ngoài khơi để sản xuất hydro xanh.
Đánh giá lựa chọn địa điểm triển khai xây dựng các trung tâm (hubs) phân phối hydro, ưu tiên gần cụm công nghiệp dầu khí tại Vũng Tàu, Dung Quất và Cà Mau.
Nghiên cứu từng bước thay thế sử dụng hydro xanh làm nguyên liệu, nhiên liệu cho các nhà máy lọc hóa dầu, nhà máy phân đạm, chuyển đổi nhiên liệu nhà máy điện khí/than của Petrovietnam sang sử dụng hydro xanh.
Nghiên cứu phát triển các dự sản xuất hóa chất, nhiên liệu tổng hợp từ ydro xanh và nguồn CO2 thu được từ các nhà máy và mỏ khí có hàm lượng CO2 cao.
Đánh giá tiềm năng xuất khẩu hydro sang các nước, ưu tiên thị trường trong khu vực và các nước Đông Bắc Á.

Vai trò của hydro ngày càng quan trọng trong cơ cấu năng lượng toàn cầu và là giải pháp không thể thiếu trong chuyển dịch năng lượng và cắt giảm phát thải khí nhà kính trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng. Là công ty dầu khí quốc gia của Việt Nam đã có đóng góp lớn cho sự phát triển kinh tế – xã hội, đồng thời là 1 trong những trụ cột trong việc bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, bên cạnh chịu sự tác động trực tiếp của sự chuyển dịch năng lượng/biến đổi khí hậu, Petrovietnam có trách nhiệm trong việc chung tay cùng Chính phủ vừa đảm bảo an ninh năng lượng, vừa giảm phát thải khí nhà kính để bảo vệ môi trường và ứng phó với biến đổi khí hậu. Với lợi thế hình thành chuỗi dầu khí hoàn chỉnh từ thăm dò khai thác, xử lý, vận chuyển, chế biến, tồn trữ và phân phối các sản phẩm dầu khí sau hơn 40 năm phát triển, Petrovietnam xác định phát triển sản xuất hydro xanh từ nguồn năng lượng tái tạo (điện gió ngoài khơi) là định hướng chiến lược phát triển nguồn năng lượng sạch/mới trong tương lai nhằm cung cấp nguồn năng lượng sạch bền vững cho đất nước trên cơ sở phát huy thế mạnh của hoạt động dầu khí ngoài khơi của Petrovietnam.

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí.

PVN đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước trong giai đoạn 2009 – 2020

Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đánh giá: “Quy định pháp luật của ngành năng lượng nói chung và từng phân ngành nói riêng vẫn còn nhiều hạn chế, thiếu thống nhất, chưa bảo đảm tính tương thích với pháp luật quốc tế. Một số cơ chế, chính sách chưa phù hợp với cơ chế thị trường, chưa thúc đẩy việc xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh. Chính sách về đầu tư phát triển, quản lý tài nguyên năng lượng còn thiếu, chưa đồng bộ”.
Để thực hiện nhiệm vụ được Bộ Chính trị giao “Đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò nhằm gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí tại các khu vực tiềm năng, nước sâu, xa bờ gắn với nhiệm vụ bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển; nâng cao hệ số thu hồi, tận thu các mỏ nhỏ, khối sót cận biên…” (Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020), các chuyên gia cho rằng cần sớm hoàn thiện hành lang pháp lý cho sự phát triển của ngành Dầu khí. Trong đó, phân biệt rõ chức năng quản lý nhà nước và chức năng sản xuất kinh doanh; tách bạch các trách nhiệm xã hội với nhiệm vụ bảo toàn vốn, phát triển doanh nghiệp. Luật Dầu khí cần điều chỉnh áp dụng cho toàn bộ chuỗi hoạt động dầu khí và cho phép áp dụng Luật Dầu khí trong trường hợp có sự chưa thống nhất với các luật khác nhằm hạn chế tối đa các vướng mắc do phải áp dụng các luật khác nhau.
Trên cơ sở phân tích mô hình quản lý của các quốc gia trên thế giới, chuyên gia Đoàn Văn Thuần – Trung tâm Nghiên cứu Kinh tế và Quản lý Dầu khí, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) kiến nghị các cơ quan có thẩm quyền xem xét các các thay đổi/điều chỉnh trong thẩm quyền phê duyệt của các cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí trong Dự thảo Luật Dầu khí sửa đổi. Cụ thể, Thủ tướng Chính phủ chỉ phê duyệt các quy trình có ảnh hưởng lớn đến quyền “sở hữu nhà nước đối với tài nguyên dầu khí” như phê duyệt dự thảo Hợp đồng dầu khí; chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong Hợp đồng dầu khí; chấm dứt Hợp đồng dầu khí.
Để tăng tính chủ động trong quá trình triển khai và phù hợp với thông lệ dầu khí quốc tế, Thủ tướng Chính phủ xem xét trao quyền cho cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (Bộ Công Thương) hoặc công ty dầu khí quốc gia (PVN) phê duyệt: Danh mục các lô dầu khí; kế hoạch đấu thầu, kết quả đấu thầu; chuyển đổi cam kết công việc; giữ lại diện tích, kéo dài thời gian giữ lại diện tích phát hiện khí; hoàn trả diện tích tìm kiếm thăm dò; mở rộng phạm vi hợp đồng trong trường hợp phát hiện thương mại vượt ra ngoài ranh giới phạm vi hợp đồng đó; báo cáo trữ lượng dầu khí; FDP/FDP điều chỉnh.
Đối với lĩnh vực tìm kiếm thăm dò dầu khí, VPI cho rằng đây là hoạt động rủi ro cao do chủ yếu được thực hiện ở khu vực nước sâu xa bờ (vài km dưới đáy biển), chi phí lớn, điều kiện thi công khó khăn. Trên thế giới, xác suất thành công của các giếng khoan thăm dò ngoài khơi trung bình chỉ khoảng 10 – 20%. Tuy nhiên, chỉ có tìm kiếm thăm dò mới có thể gia tăng được trữ lượng, đây là cơ sở để có các bước tiếp theo là phát triển mỏ và khai thác dầu khí.
Trong bối cảnh xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế, VPI đề xuất các cơ quan có thẩm quyền xem xét linh hoạt trong việc áp dụng các hình thức hợp đồng dầu khí (ngoài PSC), gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí. Các cơ chế, chính sách theo thông lệ quốc tế, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được khẩn trương xem xét, nghiên cứu áp dụng.
Từ khi thành lập đến cuối năm 2020, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đã khai thác được trên 420 triệu tấn dầu thô, 160 tỷ m3 khí, sản xuất 200 tỷ kWh điện, 70 triệu tấn xăng dầu và 20 triệu tấn phân bón (urea), là trụ cột đảm bảo an ninh năng lượng, an ninh lương thực quốc gia, đóng góp lớn cho ngân sách Nhà nước và là tiền đề phát triển các ngành công nghiệp khác.

Xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí.

Với cơ chế quản lý nhà nước đồng bộ và hiệu quả, Petronas vượt qua “cú sốc” giá dầu và đạt kết quả khả quan trong lĩnh vực thượng nguồn vào năm 2020. Nguồn: Petronas

Malaysia giao quyền sở hữu tài nguyên dầu khí cho Petronas
Là quốc gia có sản lượng khai thác dầu khí lớn thứ 2 ở Đông Nam Á, việc quản lý nhà nước về dầu khí tại Malaysia đang được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ thực hiện chức năng hoạch định, ban hành chính sách về dầu khí. Thủ tướng Chính phủ Malaysia là cấp quản lý cao nhất quy định và ban hành các vấn đề chính sách liên quan đến năng lượng quốc gia bao gồm có dầu khí. Hội đồng tư vấn dầu khí quốc gia tư vấn cho Thủ tướng Chính phủ Malaysia về các vấn đề chính sách, lợi ích quốc gia và các vấn đề liên quan đến dầu khí.
Với mô hình quản lý nhà nước về dầu khí như vậy, công ty dầu khí quốc gia của Malaysia – Petroliam Nasional Berhad (Petronas) được trao quyền thực hiện cả 3 vai trò: (i) tham gia hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí; (ii) quản lý nhà nước về dầu khí; (iii) đầu tư trực tiếp vào hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Malaysia.
Luật Phát triển Dầu khí (Petroleum Development Act – 1974) trao quyền sở hữu toàn bộ tài nguyên dầu khí của Malaysia cho Petronas. Theo đó, Petronas trực tiếp đầu tư, điều hành hoạt động thăm dò khai thác dầu khí thông qua công ty con (Petronas Carigali) đồng thời Petronas cũng tham gia cùng với Ban Kinh tế Kế hoạch (thuộc Văn phòng Thủ tướng) xây dựng các chính sách về dầu khí trong tổng thể các chính sách về năng lượng.
Vai trò quản lý hoạt động dầu khí thượng nguồn của Petronas được thực hiện thông qua đơn vị quản lý dầu khí của Malaysia (Malaysia Petroleum Management – MPM) để quản lý, giám sát mọi vấn đề liên quan từ khi hình thành dự án, lựa chọn nhà thầu, đám phán ký kết hợp đồng dầu khí cho đến công đoạn triển khai và kết thúc dự án.
Nhà thầu khi muốn tham gia vào hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí tại Malaysia, phải xin cấp phép và nhận giấy phép từ Petronas. Petronas thông qua MPM ký kết hợp đồng dầu khí với các công ty dầu khí và chịu trách nhiệm giám sát các hoạt động.
Petronas xây dựng và ban hành Hệ thống quy trình hướng dẫn đối với hoạt động thăm dò khai thác dầu khí (Procedures and guidelines for upstream activities – PPGUA) gồm đầy đủ trình tự, thủ tục liên quan từ khi ký kết hợp đồng dầu khí, tiến hành hoạt động thăm dò, khoan, phát triển mỏ, khai thác dầu khí… Ngoài việc cấp phép (ký kết hợp đồng dầu khí PSC hoặc RSC) cần có sự phê duyệt/chấp thuận của Thủ tướng Chính phủ, các quy trình liên quan khác được quy định trong PPGUA đều được Petronas phê duyệt (thông qua MPM).
Trong đó, MPM phê duyệt đối với báo cáo đánh giá trữ lượng dầu khí hàng năm và các thay đổi/điều chỉnh trữ lượng dầu khí. PPGUA không có quy định riêng về phê duyệt báo cáo trữ lượng đối với phát hiện dầu khí thương mại được đưa vào phát triển mà được xem xét trong các bước đánh giá (milestone) của quy trình phê duyệt Báo cáo kế hoạch phát triển mỏ (FDP).
MPM tham gia vào toàn bộ quy trình đánh giá và thực hiện FDP gồm: Lập kế hoạch nhằm tối ưu hóa khu vực phát triển/tiến độ; nghiên cứu FDP (G&G, mô hình tầng chứa, phương án phát triển, thiết kế kỹ thuật tổng thể); phê duyệt và thực hiện FDP.
MPM thành lập Hội đồng đánh giá kỹ thuật (TRC) và Hội đồng đánh giá thực hiện (ERC) đóng vai trò tư vấn kỹ thuật cho Petronas trong quá trình đánh giá FDP. FDP cuối cùng được MPM phê duyệt sau khi nhận được chứng thực của các bên tham gia trong hợp đồng/dự án.
Từ năm 1976, Malaysia áp dụng hình thức hợp đồng chia sản phẩm trong hoạt động TDKT dầu khí và luôn có sự thay đổi linh hoạt để phù hợp với các điều kiện đặc thù về tài nguyên dầu khí (áp dụng PSC R/C với các mỏ có chi phí cao/rủi ro cao, RSC đối với các mỏ dầu khí cận biên, các điều khoản PSC riêng đối với khu vực nước sâu, khu vực có nhiệt độ cao/áp suất cao). Đối với các mỏ dầu khí có quy mô nhỏ (có trữ lượng dưới 15 triệu thùng dầu), từ năm 2019, Petronas đã và đang nghiên cứu mẫu PSC mới (SFA PSC) theo hướng đơn giản hóa các thủ tục, ở giai đoạn tiền phát triển, FDP được Petronas xem xét 1 lần thay vì 5 bước đánh giá như các dự án thông thường trước khi có FDP chính thức.

Indonesia cho phép NOC thành công ty dầu khí độc lập
Có phát hiện dầu đầu tiên ở Bắc Sumatra vào năm 1885, việc quản lý nhà nước về dầu khí ở Indonesia được áp dụng theo mô hình trong đó chính phủ hoạch định và ban hành chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí; công ty dầu khí quốc gia (NOC) đóng vai trò độc lập, chỉ thực hiện chức năng của nhà đầu tư.
Tại Indonesia, Tổng cục Dầu khí (DGOG) là cơ quan thuộc Bộ Năng lượng và Tài nguyên Khoáng sản (MoEMR) chịu trách nhiệm xây dựng và ban hành các chính sách về năng lượng.
Trước đây, Công ty Dầu khí Quốc gia Indonesia (Pertamina) giữ vai trò độc quyền trong hoạt động thăm dò khai thác, vận chuyển, phân phối và bán sản phẩm dầu khí tại Indonesia. Từ năm 2001, Pertamina được chuyển đổi thành công ty dầu khí độc lập. Chính phủ Indonesia thành lập BPMIGAS (2002) và sau đó đến năm 2013 được thay thế bằng SKK Migas (đơn vị thuộc MoEMR) để quản lý nhà nước về dầu khí. Các quyền và nghĩa vụ của Pertamina phát sinh từ các hợp đồng, thay mặt cho Chính phủ, được chuyển giao cho SKK Migas. SKK Migas báo cáo trực tiếp Tổng thống và được giám sát bởi Ủy ban bao gồm Bộ trưởng MoEMR và các lãnh đạo cấp cao trong cơ quan Chính phủ.
SKK Migas tư vấn cho MoEMR các vấn đề: Chuẩn bị và đưa ra danh sách các khu vực diện tích hợp đồng và các hợp đồng hợp tác chung; đánh giá các kế hoạch phát triển mỏ đầu tiên trong diện tích hợp đồng nhất định và đệ trình MoEMR phê duyệt; phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ; phê duyệt chương trình công tác và ngân sách; báo cáo MoEMR và giám sát việc thực hiện các hợp đồng hợp tác chung
Quyền thăm dò khai thác chỉ có thể thực hiện được thông qua thỏa thuận/hợp đồng hợp tác giữa chính phủ (thông qua SKK Migas) và nhà thầu. Hợp đồng hợp tác có thể được trao bằng đấu thầu hoặc chào hàng trực tiếp (direct offer). Tuy nhiên các diện tích hợp đồng mới chủ yếu được thực hiện thông qua đấu thầu theo quy định của MoEMR. Hình thức chào hàng trực tiếp được áp dụng trong một số trường hợp trong đó có áp dụng đối với các hợp đồng dầu khí đã hết hạn hoặc được nhà thầu hoàn trả (các hợp đồng này có thể được quản lý bởi Pertamina, nhà thầu hiện tại hoặc điều hành chung giữa nhà thầu theo PSC và Pertamina).
Indonesia cho phép các nhà đầu tư lựa chọn giữa 2 loại hợp đồng chia sản phẩm: PSC thu hồi chi phí và PSC chia gộp (Gross split PSC), đều được cấp phép trong 30 năm và có thể gia hạn lên đến 20 năm. Tuy nhiên, Indonesia không cho phép chuyển nhượng quyền lợi tham gia trong PSC cho bên thứ 3 và thay đổi nhà điều hành trong thời gian 3 năm đầu tiên của giai đoạn thăm dò. Việc MoEMR cho phép lựa chọn thay đổi cấu trúc PSC từ “thu hồi chi phí” sang “chia gộp” (với nhiều lựa chọn), cho thấy cơ quan này linh hoạt điều chỉnh các điều khoản của PSC để thu hút đầu tư.
Nhà thầu được yêu cầu thông báo cho Chính phủ và SKK Migas bất kỳ phát hiện nào về dầu khí trong diện tích hợp đồng. Sau khi thông báo được SKK Migas chấp thuận, nhà thầu sẽ trình Kế hoạch phát triển mỏ (Plan of Development – POD) ngay khi có thể (trong thời hạn không quá 3 năm). POD đầu tiên sẽ được MEMR phê duyệt dựa trên ý kiến của SKK Migas sau khi có tham khảo ý kiến của chính quyền khu vực có liên quan. Các POD tiếp theo sẽ được phê duyệt bởi SKK Migas.
Sau khi POD liên quan được phê duyệt, nhà thầu được yêu cầu bắt đầu hoạt động dầu khí trong vòng 5 năm kể từ khi kết thúc giai đoạn thăm dò, nếu không thực hiện được thì PSC sẽ chấm dứt hiệu lực.
Nhà thầu sẽ trình Chính phủ (SKK Migas hoặc MoEMR) báo cáo trữ lượng dầu khí hàng năm gồm trữ lượng dầu khí xác minh, có khả năng và có thể. Đối với trữ lượng dầu khí xác minh, khi có phát hiện dầu khí thương mại, nhà thầu được yêu cầu chuẩn bị và trình POD cho SKK Migas và MoEMR.

Mô hình quản lý “cồng kềnh” kém hiệu quả tại Myanmar
Myanmar xuất khẩu thùng dầu thô đầu tiên vào năm 1853. Tuy nhiên, các lệnh trừng phạt của Mỹ, Liên minh châu Âu và chính sách đầu tư không hiệu quả đã cản trở Myanmar hiện thực hóa tiềm năng dầu khí. Ngoài hệ thống pháp luật về dầu khí dựa trên các nguyên tắc pháp lý của Anh, Ấn độ trước đây, hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar bị chi phối bởi hệ thống Luật Doanh nghiệp Kinh tế Nhà nước, Luật Đầu tư Myanmar, Quy tắc Đầu tư Myanmar… Do vậy, thủ tục, thẩm quyền phê duyệt đối với các hoạt động dầu khí tại Myanmar khá “cồng kềnh”.
Tại Myanmar, việc quản lý nhà nước về dầu khí được thực hiện theo mô hình trong đó Chính phủ Myanmar hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời quản lý nhà nước về dầu khí. Công ty dầu khí quốc gia vừa tham gia thực hiện vai trò quản lý nhà nước về dầu khí, vừa đóng vai trò nhà đầu tư/điều hành hoạt động dầu khí.
Bộ Điện và Năng lượng (MoEE) là cơ quan trực thuộc Chính phủ Myanmar chịu trách nhiệm quản lý nhà nước về năng lượng, trong đó có lĩnh vực dầu khí. Vụ Kế hoạch Dầu khí (OGPD), trực thuộc MoEE chịu trách nhiệm đàm phán các PSC.
Tổng công ty Dầu khí Myanmar (MOGE) vừa là cơ quan quản lý trực thuộc MoEE, vừa là công ty dầu khí quốc gia (NOC). MOGE có trách nhiệm thăm dò và khai thác dầu khí tại Myanmar và độc quyền thực hiện các hoạt động dầu khí với các nhà thầu tư nhân; chịu trách nhiệm quản lý hoạt động dầu khí (ký kết hợp đồng PSC, phê duyệt các kế hoạch phát triển mỏ và thu dọn mỏ, chuyển nhượng quyền lợi tham gia, thay đổi nhà điều hành theo PSC).
Việc quản lý hoạt động thăm dò khai thác dầu khí tại Myanmar còn có sự tham gia của các cơ quan liên quan khác. Trước khi MOGE ký PSC, cần có sự phê duyệt của các cơ quan như: Bộ Kế hoạch và Phát triển Kinh tế Quốc gia, Văn phòng Bộ Tư pháp, Bộ Tài chính, Bộ Bảo tồn Kinh tế và Lâm nghiệp và Ủy ban Đầu tư Myanmar.
Ủy ban Đầu tư Myanmar (MIC) thuộc Bộ Đầu tư và Kinh tế Đối ngoại, có thẩm quyền giám sát đối với lĩnh vực dầu khí thượng nguồn. Sự chấp thuận của MIC là cần thiết để phê duyệt việc chỉ định PSC và để nhà đầu tư chuyển quyền lợi theo PSC và thay đổi nhà điều hành trong quá trình phát triển dầu khí.
Để tiến hành các hoạt động tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí, Myanmar cho phép nhà đầu tư có thể tham gia thông qua các hình thức: PSC, Hợp đồng bồi thường (PCC), Hợp đồng cải thiện thu hồi dầu (IPR), Thỏa thuận tăng cường thu hồi cho mỏ nhỏ (IPRs) và Thỏa thuận hoạt động lại (Reactivation Agreements). Các điều khoản tài chính của PSC Myanmar được chia thành PSC khu vực trên bờ, PSC khu vực nước nông ngoài khơi và PSC khu vực nước sâu ngoài khơi.

Chính phủ Anh thành lập cơ quan độc lập để quản lý dầu khí
Tại Vương quốc Anh, Chính phủ thành lập cơ quan quản lý về dầu khí để thực hiện hoạch định, ban hành các chính sách về dầu khí đồng thời thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí. Bộ Năng lượng Kinh doanh và Chiến lược Công nghiệp (BEIS) có trách nhiệm thiết lập các chính sách về năng lượng và giảm thiểu biến đổi khí hậu; tham vấn về các vấn đề môi trường để xem xét phê duyệt FDP.
Là cơ quan độc lập thuộc sự quản lý của Chính phủ Anh, Cơ quan Quản lý về Dầu khí (Oil and Gas Authority – OGA) có trách nhiệm cấp phép, điều tiết và quản lý lĩnh vực dầu khí. Luật Dầu khí điều chỉnh cả hoạt động khai thác dầu khí ở Anh (không bao gồm phần lãnh thổ đất liền ở Bắc Ireland) và là cơ sở cho các loại giấy phép được cấp bởi OGA (hoặc bởi Bộ trưởng xứ Wales, đối với dầu và khí trên đất liền ở xứ Wales, hoặc bởi Bộ trưởng Scotland, về dầu khí trên đất liền ở Scotland), cho các chủ thể tham gia tìm kiếm và khai thác dầu khí.
Giấy phép này về bản chất là hợp đồng và các quy định đi kèm theo hợp đồng, được thực hiện như chứng thư và được phép chuyển giao từ Nhà nước cho chủ thể được cấp phép. OGA chỉ cấp giấy phép cho tổ chức có năng lực kỹ thuật và tài chính phù hợp để đóng góp vào Chiến lược tối đa hóa thu hồi lợi ích của Anh (MER UK). Các loại giấy phép trong lĩnh vực dầu khí đang được cấp tại Anh gồm: giấy phép khai thác trên biển; giấy phép khai thác trên đất liền; giấy phép thăm dò đều được cấp bởi OGA và cần có sự đồng ý của OGA đối với việc bán, chuyển nhượng các loại giấy phép này.
Vương quốc Anh sử dụng hợp đồng tô nhượng (hợp đồng được ký với người nước ngoài/tổ chức nước ngoài, trong đó chính phủ nước sở tại cho người nước ngoài/tổ chức nước ngoài hưởng những quyền lợi đặc biệt trong lĩnh vực khai thác thượng nguồn). Thời hạn của giai đoạn thăm dò ban đầu là 4 năm và được chia thành 2 giai đoạn nhỏ (2+2), có thể gia hạn thêm 4 năm. Sau khi FDP được phê duyệt, thời hạn của hợp đồng có thể kéo dài tới 40 năm.

Từ kinh nghiệm quản lý nhà nước về dầu khí tại 4 quốc gia trên thế giới (Malaysia, Indonesia, Myanmar, Anh) cho thấy, dù được áp dụng theo mô hình khác nhau, song chủ yếu quy trình phê duyệt liên quan đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí được thực hiện ở cấp độ của cơ quan quản lý nhà nước về dầu khí (thường là cơ quan chủ quản thực hiện chức năng quản lý nhà nước về dầu khí).
Ngoại trừ Myanmar (với mô hình quản lý nhà nước “cồng kềnh”, thiếu linh hoạt, kém hiệu quả), 3 mô hình còn lại áp dụng ở Malaysia, Indonesia, Vương quốc Anh cho thấy sự phân định rõ vai trò, trách nhiệm trong quản lý, giám sát theo thẩm quyền, trong đó ở mỗi quốc gia vai trò của cơ quan quản lý về dầu khí được thể hiện rất rõ nét (MPM của Malaysia, MoEMR/SKK Migas của Indonesia, OGA của Anh).
Theo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), xu hướng chuyển dịch năng lượng, giá dầu biến động, tài nguyên dầu khí ngày càng hạn chế (chủ yếu tập trung ở khu vực nước sâu xa bờ, cần vốn đầu tư lớn, rủi ro cao)… là các yếu tố chính khiến các quốc gia trên thế giới điều chỉnh mô hình quản lý nhà nước về dầu khí theo hướng linh hoạt, gia tăng các cơ chế ưu đãi nhằm thu hút đầu tư vào lĩnh vực thăm dò khai thác dầu khí, đặc biệt trong bối cảnh giá dầu biến động và dịch bệnh Covid-19 diễn biến phức tạp. Các cơ chế, chính sách theo hướng có lợi, đảm bảo hài hòa lợi ích của nhà đầu tư và nước chủ nhà trong các điều kiện mới cần được tăng cường xem xét, nghiên cứu áp dụng.